STELLUNGNAHME. Zu den geplanten Änderungen im Einzelnen: 1. Mengensteuerung mittels atmendem Deckel

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1 STELLUNGNAHME zum Referentenentwurf eines Gesetzes zur grundlegenden Novelle des Erneuerbare- Energien-Gesetzes (EEG 2014) des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (Stand: ) - GEODE begrüßt den Vorstoß der Bundesregierung, grundlegende Änderungen an dem Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (im Folgenden: EEG) vorzunehmen. Mittlerweile liegt ein Referentenentwurf eines Gesetzes zur grundlegenden Novelle des Erneuerbare- Energien-Gesetzes (EEG 2014) des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (im Folgenden: Entwurf) vor. Gerne nimmt GEODE die Möglichkeit wahr, Stellung zu diesem Entwurf zu nehmen. Bereits am hat GEODE ihre Position zur Weiterentwicklung des Erneuerbare- Energien-Gesetzes und zu der Diskussion um die Einführung eines neuen Strommarktdesigns vorgestellt (im Folgenden: Positionspapier) 1 und am konkrete Vorschläge für die Umsetzung der Position im EEG unterbreitet (im Folgenden: Kurzfassung) 2. Es zeigt sich, dass in dem vorgelegten Entwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie zahlreiche Vorschläge der GEODE umgesetzt worden sind, was sehr zu begrüßen ist. Allerdings wäre es wünschenswert, wenn der eingeschlagene Weg entschlossener verfolgt würde. Zu den geplanten Änderungen im Einzelnen: 1. Mengensteuerung mittels atmendem Deckel Ein Ziel des Entwurfs ist es, das Ausbautempo der erneuerbaren Energien stärker zu kontrollieren. Um dies zu erreichen, soll auch für die Windenergie und die Biomasse ein atmender Deckel eingeführt werden, wie es ihn derzeit bereits für Photovoltaikanlagen (im Folgenden: PV-Anlagen) gibt (vgl. 20b EEG ): Es werden dabei ein Ausbaupfad und ein Zielkorridor für die jährlich zugebaute installierte Leistung je Energieträger festgelegt. Überschreiten 1 Abrufbar unter: 2 Abrufbar unter: 3 Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien vom (BGBl. I S. 2074), zuletzt geändert durch Art. 1 G zur Änderung des Rechtsrahmens für Strom aus solarer Strahlungsenergie und zu weiteren Änderungen im Recht der erneuerbaren Energien vom (BGBl. I S. 1754) (im Folgenden: EEG 2012) / Seite 1

2 die Zubauzahlen den oberen Grenzwert dieses Zielkorridors, werden die Vergütungssätze progressiv abgesenkt. 4 Wird der untere Grenzwert des Zielkorridors unterschritten, erfolgt eine progressive Anhebung. Der derzeit in dem Entwurf vorgegebene Ausbaupfad sieht für Windenergie an Land eine Steigerung von MW jährlich, für Windenergie auf See insgesamt MW bis 2020 und MW im Jahr 2030, für Photovoltaik von MW pro Jahr und für Biomasse von bis zu 100 MW pro Jahr vor. Bei diesen Werten handelt es sich um Bruttowerte. D.h., ein gleichzeitiger beispielsweise durch das Repowering von Windenergieanlagen erfolgender Abbau von Altanlagen würde nicht berücksichtigt. 5 Grundsätzlich begrüßt GEODE die Festlegung eines Ausbaupfades. Denn derzeit erfolgt kein koordinierter Ausbau der erneuerbaren Energien. Dies ist u.a. auch deshalb nachteilig zu beurteilen, da der Netzausbau nicht so schnell vorangetrieben werden kann, wie der Zuwachs an erneuerbaren Energien voranschreitet. Entsprechendes gilt im Hinblick auf die Entwicklung von fossilen Kraftwerkskapazitäten, die für die Aussteuerung der fluktuierenden Einspeisungen weiter benötigt werden. Die Steuerung über einen atmenden Deckel ist nach Auffassung der GEODE aufgrund der bereits gesammelten Erfahrungen bei Photovoltaikanlagen im EEG 2012 grundsätzlich ein geeignetes Instrument. Zu starke Schwankungsbreiten der EEG-Vergütungen müssen nach Ansicht der GEODE jedoch verhindert werden. Denn in der Projektierungsphase ist die Bestimmung des Vergütungssatzes ansonsten mit so hohen Unsicherheiten verbunden, dass sich die Schwankungsbreiten als Investitionshemmnis darstellen. Angesichts der Tatsache, dass Biomasseanlagen in der Lage sind, die fluktuierenden erneuerbaren Energien auszugleichen, sollte nach Ansicht der GEODE sorgfältig geprüft werden, ob der Zubau tatsächlich auf das sehr niedrige Niveau von 100 MW pro Kalenderjahr begrenzt werden soll. 2. Einführung von Ausschreibungsverfahren Ein neuer Weg zur Ermittlung der Vergütungssätze wird mit der Einführung von Ausschreibungen beschritten: Spätestens 2017 soll die konkrete Förderhöhe für einzelne Energieträger in einem wettbewerblichen Verfahren bestimmt werden. 6 Anhand eines Pilotprojekts mit PV-Freiflächenanlagen soll dieses neue Instrument erprobt und die daraus gewonnen Erkenntnisse dann auf die Ausschreibungen für andere erneuerbare Energien übertragen wer- 4 Vgl. 1b, 20c, 20d Entwurf. 5 Vgl. 1b Nr. 1 Entwurf. 6 Vgl. Eckpunkte für die Reform des EEG, Berlin, (im Folgenden: Eckpunktepapier), abrufbar unter: S. 9. Seite 2

3 den. 7 Vorgaben über die konkrete Ausgestaltung der Ausschreibung enthält der Entwurf nicht. Gemäß 64 Entwurf ist die Bundesregierung aufgerufen, dies im Rahmen einer Verordnung vorzunehmen. Nach Auffassung der GEODE ist unbedingt sicherzustellen, dass die EEG-Vergütungen der Kostenentwicklung entsprechend laufend angepasst werden, um eine Überförderung zu verhindern. 8 Aufgrund der Erfahrungen in der Vergangenheit ist dieser Aspekt nach Ansicht der GEODE von sehr hoher Priorität. Da die EEG-Umlage u.a. durch die Differenz zwischen EEG-Vergütung und Spotmarktpreis bestimmt wird, hat eine Absenkung der EEG- Vergütungen einen tendenziell absenkenden Effekt auf die EEG-Umlage. Auch für die Akzeptanz des EEG in der Bevölkerung wird dies von Bedeutung sein. Nach Ansicht der GEODE können Ausschreibungsverfahren für EEG-Anlagen ab einer bestimmten Größe geeignet sein, die Gestehungskosten für die jeweilige erneuerbare Energie und die jeweilige Größenklasse zu ermitteln. Deshalb begrüßt GEODE dieses neue Instrument. Dabei muss allerdings insbesondere sichergestellt werden, dass die Projekte später auch umgesetzt werden (z. B. durch Hinterlegung einer Sicherheitsleistung) und dass möglichst vielen verschiedenen Akteuren die Möglichkeit eröffnet wird, EEG-Projekte umzusetzen. 9 Um ausreichend Zeit für die Entwicklung der entsprechenden Verordnung zu haben und umfassende Erfahrungen im Rahmen des oben erwähnten Pilotprojekts sammeln zu können, muss nach Ansicht der GEODE so schnell wie möglich mit der Erarbeitung der Verordnung begonnen werden. Dabei sollten insbesondere auch Ausschreibungsverfahren in anderen Ländern ausgewertet werden. Die Vergütungssätze für kleinere Anlagen könnten anhand pauschaler Aufschläge auf die ermittelten Gestehungskosten für große Anlagen bestimmt werden. Dabei kann auf die derzeit vorgegebene Differenzierung im EEG zurückgegriffen werden. Die Größendifferenzierung ist nach Auffassung der GEODE unbedingt erforderlich, um auch eine dezentrale Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien zu gewährleisten. 3. Einführung einer verpflichtenden Direktvermarktung Nach dem Entwurf soll die Direktvermarktung von EEG-Strom die feste EEG-Vergütung als Normalfall ablösen. Dies soll durch eine Verpflichtung zur Direktvermarktung erreicht werden. Der Netzbetreiber muss den Strom also nicht mehr zu den festgelegten Vergütungssätzen kaufen, sondern der Anlagenbetreiber wird sich den Käufer für seinen Strom selbst su Entwurf. 8 Vgl. Positionspapier, S Vgl. Positionspapier, S. 5f. Seite 3

4 chen und den Preis dafür aushandeln müssen. Eine vergleichbare Regelung findet sich im EEG 2012 für neue Biogasanlagen, die ab 2014 in Betrieb gehen und eine elektrisch installierte Leistung von mehr als 750 kw aufweisen (vgl. 27 Abs. 3 EEG 2012). Der Kreis der verpflichteten Anlagen soll nun über die Biogasanlagen hinaus deutlich erweitert werden: So ist vorgesehen, dass Betreiber von Anlagen mit einer Inbetriebnahme ab dem und einer elektrisch installierten Leistung von mehr 500 kw den Strom direkt vermarkten müssen. Diese Direktvermarktungsgrenze soll bei einer Inbetriebnahme ab dem auf 250 kw und bei einer Inbetriebnahme ab dem schließlich auf 100 kw abgesenkt werden. 10 Die Einführung einer verpflichtenden Direktvermarktung ist ausdrücklich zu begrüßen. Nach Ansicht der GEODE müssen zur verbesserten Marktintegration der erneuerbaren Energien jedoch sämtliche EEG-Strommengen direkt vermarktet werden. 11 Das betrifft also sowohl Neuanlagen als auch Altanlagen. Aus verfassungsrechtlichen Gründen muss dabei gewährleistet werden, dass die den Betreibern von Altanlagen bislang gewährte Vergütung grundsätzlich erhalten bleibt. 12 Mit der verpflichtenden Direktvermarktung wird neben der Marktintegration ein weiteres wichtiges Ziel erreicht: Über den EEG-Ausgleichsmechanismus werden keine EEG- Strommengen weitergegeben und die Übertragungsnetzbetreiber (im Folgenden: ÜNB) müssen keine systemfremde Vermarktung von EEG-Strommengen vornehmen. Die im heutigen System bestehenden Nachteile durch die Vermarktung sämtlicher EEG- Strommengen durch die Übertragungsnetzbetreiber und über den Spotmarkt werden durch diesen Vorschlag der GEODE vermieden. 13 Die Direktvermarkter bzw. die Bilanzkreisverantwortlichen spielen zudem dann bei der Schaffung von Kapazitätsprodukten die zentrale Rolle. Aus der Notwendigkeit zum Ausgleich der Bilanzkreise ergeben sich in einem Modell der ausschließlichen Direktvermarktung von EEG-Strommengen erheblich vorteilhafte Effekte: Indem die EEG-Strommengen unmittelbar in die Händlerbilanzkreise eingestellt werden, erhöht sich die Prognose- und Ausgleichspflicht der Bilanzkreisverantwortlichen. Die Gewährleistung der Ausgeglichenheit des Bilanzkreises erfordert die vorausschauende Beschaffung flexibler und steuerbarer Kapazität. Der Anstieg der Nachfrage nach derartiger Kapazität sorgt wiederum dafür, dass die notwendige konventionelle Back-up-Kapazität in wirtschaftlicher Weise vorgehalten werden kann. 10 Vgl. 22c Entwurf. 11 Vgl. Positionspapier, S. 7 ff. 12 Vgl. Positionspapier, S Vgl. Positionspapier, S. 10. Seite 4

5 Soweit darüber hinaus Kapazitätsbedarf besteht, lässt sich dieser über eine Erweiterung des Regelenergiemarktes hin zu einer strategischen Reserve sicherstellen. 4. Sukzessive verpflichtende Direktvermarktung für Strom aus Altanlagen Nach dem Entwurf wird die verpflichtende Direktvermarktung wie bereits erwähnt nicht für Strom aus Altanlagen vorgesehen. Da es nach Ansicht der GEODE von großer Bedeutung ist, dass der gesamte Strom aus den EEG-Anlagen direktvermarktet wird, sollte zumindest eine sukzessive Verpflichtung zur Direktvermarktung ähnlich wie in 22c Entwurf auch für Altanlagen eingeführt werden Vermarktung der EEG-Strommengen auch über den Terminmarkt Nach dem Entwurf muss der nicht direktvermarktete EEG-Strom von den ÜNB über den Spotmarkt veräußert werden, wobei aus verfassungsrechtlichen Gründen sichergestellt sein muss, dass die bislang gewährte Vergütung sicher ist. Nach Auffassung der GEODE gewährleistet der Spotmarkt nicht in allen Handelssituationen eine optimale Vermarktung des EEG-Stroms dies betrifft insbesondere die Erzielung optimaler Veräußerungserlöse. Gerade deshalb spricht sich GEODE schon seit langem für eine wesentlich anteilige Vermarktung des EEG-Stroms über Börsen-Termingeschäfte im Rahmen eines klar definierten, verbindlichen Handelsleitfadens aus. Dabei ließen sich nach Einschätzung des Verbands die Chancen einer Terminvermarktung (besser vorhersehbare Veräußerungserlöse) und die aus den Entscheidungen für bestimmte Termingeschäfte (z.b. Verkauf von mehr oder weniger großen Tages-, Wochen- oder Monatsbändern) erwachsenden Risiken durchaus angemessen austarieren. 6. Modifizierung des Marktprämienmodells Die Direktvermarktung mit Marktprämie (vgl. 33b Nr. 1 EEG 2012) wird nach dem Entwurf grundsätzlich beibehalten: Anlagenbetreiber können auch zukünftig verkürzt gesagt zusätzlich zu dem mit dem Direktvermarkter ausgehandelten Preis vom Netzbetreiber die Differenz zwischen dem festgelegten Vergütungssatz (sog. anzulegender Wert) und dem durchschnittlichen Börsenpreis erhalten (sog. gleitende Prämie). 15 Die derzeit im EEG 2012 noch vorgesehene zweite Komponente der Marktprämie, die sog. Managementprämie, soll hingegen gestrichen werden. Allerdings taucht diese verglichen mit der derzeit vorgesehenen Managementprämie für nicht fernsteuerbare Anlagen leicht abgesenkt in einem anderen 14 Vgl. Positionspapier, S. 16 ff. 15 Vgl. 22 ff Entwurf. Seite 5

6 Gewand wieder auf. Denn der anzulegende Wert soll entsprechend erhöht werden. Damit wird sichergestellt, dass der Anlagenbetreiber letztlich die volle EEG-Vergütung für den verkauften Strom erhält, wenn er mindestens den Börsenpreis erzielt und über die Managementprämie seine Vermarktungskosten decken kann. Bereits im Positionspapier hat sich GEODE für die Fortsetzung des Marktprämienmodells ausgesprochen. 16 Die diesbezüglichen Regelungen in dem Entwurf sind deshalb grundsätzlich zu begrüßen. a) Gleitende Prämie Die Einbeziehung des Börsenpreises ist nach Ansicht der GEODE allerdings insoweit nachteilig zu beurteilen, als dass dieser Preis umso stärker absinkt, je mehr Strom aus erneuerbaren Energien über den Spotmarkt vermarktet wird. Dies führt zu einer Erhöhung der gleitenden Prämie und damit zu einer stärkeren Belastung der EEG-Umlage. Um diesem nachteiligen Effekt entgegen zu wirken, sollte nach Auffassung der GEODE die gleitende Prämie für Neuanlagen nicht für Altanlagen gedeckelt werden: Für die Berechnung der gleitenden Prämie wird ein Referenzpreis festgesetzt, der die Untergrenze für den in der Berechnung anzusetzenden Spotmarktpreis bildet. Dieser Referenzpreis kommt also immer dann zum Tragen, wenn der Börsenpreis unter den Referenzpreis sinkt. Mit dieser Deckelung kann vorgegeben werden, wie hoch die Belastung der EEG-Umlage je Kilowattstunde direktvermarktetem Strom durch die gleitende Prämie maximal ausfallen kann. 17 Sinkt der Börsenpreis so stark ab, dass der Referenzpreis unterschritten wird, kann der Anlagenbetreiber wie folgt reagieren: Entweder er reduziert die Einspeisung. Dies würde bei gleichbleibender Nachfrage zu einem Anstieg des Börsenpreises führen. Oder er setzt die Einspeisung fort, nimmt in der Summe aber eine geringere EEG-Vergütung in Kauf und der Börsenpreis sinkt weiter ab. Letzteres muss volkswirtschaftlich nicht nachteilig sein. Denn solange der Börsenpreis über Null liegt, werden noch vorhandene Nachfrager zu einem günstigen Preis befriedigt ohne die EEG-Umlage weiter zu belasten. Die Festlegung eines Referenzpreises stellt sicher, dass die gleitende Prämie wie bislang je nach erneuerbarer Energie und je nach Anlagengröße unterschiedlich hoch ausfällt, was nach Auffassung der GEODE zu begrüßen ist. Gegenüber einer starren gleitenden Prämie, die auch für jede erneuerbare Energie und Größenklasse vorgesehen werden könnte und die teilweise auch vorgeschlagen wird, hat eine gedeckelte gleitende Prämie den Vorteil, dass die Prämie theoretisch auch auf Null Cent 16 Vgl. Positionspapier S Vgl. Positionspapier, S. 10. Seite 6

7 pro Kilowattstunde absinken könnte. Dies wäre der Fall, wenn der Börsenpreis der vollen EEG-Vergütung entsprechen würde. In der Regel liegen die EEG-Vergütungen derzeit zwar über dem Börsenpreis. Zukünftig können die Gestehungskosten und damit auch die EEG- Vergütungen jedoch auch so stark absinken, dass sich entsprechende Fallkonstellationen ergeben können. Um zu verhindern, dass eine Einspeisung auch bei negativen Preisen erfolgt, sollte die gleitende Prämie auf Null gesetzt werden, wenn der Börsenpreis auf unter Null Cent pro Kilowattstunde absinkt. Denn ansonsten besteht die Gefahr, dass der Anlagenbetreiber die Einspeisung erst dann stoppt, wenn die gleitende Prämie durch den negativen Erlös aufgezehrt ist. 18 Bei einer Deckelung der gleitenden Prämie für den eingespeisten Strom kann für den eingespeisten Strom letztlich nicht die volle EEG-Vergütung in Anspruch genommen werden, wenn der Marktpreis unter den Referenzpreis absinkt. Angesichts der Tatsache, dass die EEG-Vergütungen so konzipiert sind, dass Errichtung und Betrieb der Anlage über den Vergütungszeitraum hinweg refinanziert werden können, würde mit dieser Deckelung möglicherweise die Refinanzierung bei solchen Anlagen in Frage gestellt werden, welche die Erzeugung (noch) nicht zeitlich verlagern können. Dies betrifft die fluktuierenden Einspeisungen Wind und Photovoltaik. Dies könnte verhindert werden, indem zusätzlich zu der auf die Arbeit bezogenen gleitenden Prämie jährlich eine Kapazitätskomponente für die bereitgestellte Leistung gewährt wird ähnlich wie in 32 b Entwurf für Biogasanlagen vorgesehen. 19 Dabei muss jedoch sichergestellt werden, dass ausreichend Anreize für eine marktangepasste Betriebsweise der Anlage gesetzt werden. Die gleitende Prämie könnte zudem dadurch abgesenkt werden, dass dem Anlagenbetreiber entgegen der derzeitigen Rechtslage die Möglichkeit eröffnet wird, den Strom als Strom aus erneuerbaren Energien zu verkaufen. Da die Erlöse für den Strom dadurch erhöht werden können, könnte die gleitende Prämie um die Höhe des Werts der Grünheit reduziert werden. 20 b) Managementprämie Wie bereits oben ausgeführt, soll die Managementprämie zwar abgeschafft werden. Allerdings werden die höheren Kosten in der Direktvermarktung über eine entsprechende Erhöhung des anzulegenden Wertes abgedeckt. 18 Vgl. Positionspapier, S. 10 ff. 19 Vgl. Positionspapier, S Vgl. Positionspapier, S. 12. Seite 7

8 Grundsätzlich begrüßt GEODE diese Regelung. Es muss allerdings unbedingt darauf geachtet werden, dass die Managementprämie nicht zu hoch bemessen ist, um Mitnahmeeffekte zu vermeiden. 21 Derzeit ist im EEG 2012 eine jährliche Absenkung der Managementprämie vorgesehen. Dabei wird verkürzt gesagt nur zwischen den fluktuierenden und den steuerbaren erneuerbaren Energien unterschieden. Das Inbetriebnahmejahr der Anlage oder der jährliche Zubau der jeweiligen erneuerbaren Energie hat also keinen Einfluss auf die Höhe der Managementprämie. Dies ist sinnvoll. Denn die zuletzt genannten Faktoren tangieren die Vermarktungskosten und damit die Höhe der Managementprämie nicht. Wie sich 22c Abs. 3 Entwurf entnehmen lässt, wird die Unterscheidung zwischen den fluktuierenden und den steuerbaren Erneuerbaren Energien aufrechterhalten. Dies ist sinnvoll. Nicht nachvollzogen kann jedoch, dass der anzulegende Wert und damit auch die Managementprämie der Degression nach 20a bis 20e Entwurf unterliegen soll. Denn die Managementprämie sinkt damit u.a. in Abhängigkeit vom Inbetriebnahmejahr der Anlage und vom kalenderjährlichen Zubau der jeweiligen erneuerbaren Energie. Wie oben erläutert hängen die Vermarktungskosten von diesen Faktoren nicht ab. Aus diesem Grund sollten die entsprechenden Regelungen nach Auffassung der GEODE geändert werden. 7. Fernsteuerbarkeit von Anlagen in der geförderten Direktvermarktung Wie sich 22a Nr. 2 Entwurf entnehmen lässt, ist Voraussetzung für den Anspruch auf die Marktprämie, dass die Anlage fernsteuerbar i.s.d. 22b Entwurf ist. Das bedeutet, dass auch Anlagen mit einer geringen installierten Leistung entsprechend ausgerüstet werden müssen, wenn der Strom direktvermarktet wird und die Marktprämie in Anspruch genommen werden soll. Nach Auffassung der GEODE ist aufgrund der damit verbundenen hohen Kosten der Anreiz für Betreiber kleiner Anlagen, den Strom direkt zu vermarkten, nicht mehr gegeben. Dabei ist auch zu berücksichtigen, dass sich die mit der Fernsteuerbarkeit verbundenen Mehrkosten nicht wie bislang in der Managementprämienverordnung 22 in Höhe von zusätzlichen 0,15 Ct/kWh für 2014 in einer entsprechenden Erhöhung des anzulegenden Wertes niederschlagen. Aus diesem Grund sollte nach Auffassung der GEODE die Verpflichtung zur Fernsteuerbarkeit bei der geförderten Direktvermarktung für Strom aus kleinen Anlagen, z.b. unterhalb von 500 kw, entfallen. 21 Vgl. Positionspapier, S Managementprämienverordnung vom 2. November 2012 (BGBl. I S. 2278). Seite 8

9 8. Streichung des Grünstromprivilegs Neben dem zuvor beschriebenen Marktprämienmodell ist derzeit die Direktvermarktung auch zur Inanspruchnahme des sog. Grünstromprivilegs möglich (vgl. 33b Nr. 2 EEG 2012). Nach dem in 39 Abs. 1 EEG 2012 geregelten Grünstromprivileg werden Stromhändler, die einen bestimmten Anteil ihres Stromportfolios aus Erneuerbaren Energien decken, mit einer um 2,0 Ct/kWh reduzierten EEG-Umlage belohnt (vgl. 39 Abs. 1 EEG 2012). In dem Entwurf wurde das Grünstromprivileg gestrichen. Problematisch ist nach Ansicht der GEODE dabei insbesondere, dass das Grünstromprivileg schon zum und damit unterjährig abgeschafft werden soll. 23 Denn in der Regel laufen die dem Geschäftsmodell zugrunde liegenden Verträge über ein komplettes Kalenderjahr. Deshalb sollte das Privileg zumindest noch bis zum fortgeführt werden können. 9. Netzbetreiber als Ausfallvermarkter Neben schwankenden Marktpreisen sind für Anlagenbetreiber mit der Direktvermarktung weitere Risiken verknüpft, z.b. die Zahlungsunfähigkeit eines Direktvermarkters. Diese Risiken fließen in die Projektplanung mit ein und können die Finanzierungskosten für EEG- Anlagen erhöhen. Auf entsprechende Bedenken wurde nun im Entwurf mit der Einführung eines Ausfallvermarkters reagiert. 24 Danach können Anlagenbetreiber ihren Strom notfalls an den Netzbetreiber weitergeben. Letzterer ist als Ausfallvermarkter zur Abnahme verpflichtet. Auch GEODE hat in ihrem Positionspapier die Einführung eines Ausfallvermarkters vorgeschlagen, um Risiken, die sich aus der Direktvermarktung ergeben, abzufedern. 25 Dies sollte nach Ansicht der GEODE jedoch dadurch gewährleistet werden, dass ein Stromhändler die in seinem Verantwortungsbereich eingespeisten Strommengen aufnimmt, für welche Anlagenbetreiber keinen Direktvermarkter vertraglich eingeschaltet haben. Für die Rolle der Grundabnehmer bieten sich nach Auffassung die derzeitigen Grundversorger an. 26 Diese stehen im Markt und können Vermarktungstätigkeiten deutlich besser ausführen als Netzbetreiber. Bei der Ausgestaltung ist darauf zu achten, dass den Grundversorgern keine Nachteile aus ihrer neuen Aufgabe erwachsen und ihnen Möglichkeiten gegeben werden, eine effiziente Direktvermarktung der EEG-Strommengen durchzuführen. 23 Vgl. 68 Abs. 2 Entwurf. 24 Vgl. 22d sowie S. 42 bis 43 Entwurf. 25 Vgl. Positionspapier, S Vgl. Positionspapier, S. 9. Seite 9

10 Nach Ansicht der GEODE soll der Grundabnehmer jedoch nur Strom aus kleinen Anlagen abnehmen, wenn ein Direktvermarkter nicht gefunden wird bzw. ausfällt. Für größere Anlagen besteht hierfür nach Auffassung der GEODE kein Bedürfnis. 10. Höhe der Ausfallvergütung bei Ausfallvermarktung Um Fehlanreize für Anlagenbetreiber zu vermeiden, sollen bei der Berechnung der Ausfallvergütung der anzulegende Wert um 20% reduziert werden. 27 Dies ist grundsätzlich zu begrüßen. Allerdings sollte in diesem Zusammenhang nach Ansicht der GEODE berücksichtigt werden, dass in dem anzulegenden Wert nunmehr auch die Managementprämie enthalten ist. Wenn der Netzbetreiber den Strom abkauft, entstehen dem Anlagenbetreiber jedoch keine Kosten für die Vermarktung des Stroms etc., so dass wie auch im Rahmen der Einspeisevergütung für kleine Anlagen nach 22c Abs. 3 Entwurf bei der Berechnung von dem um die Managementprämie reduzierten anzulegenden Wert auszugehen ist. 11. Wechselfristen Im EEG 2012 ist geregelt, dass der Wechsel aus der Festvergütung in die Direktvermarktung, der Wechsel innerhalb der Direktvermarktungsformen und der Wechsel zurück in die Festvergütung nur zum ersten Kalendertag eines Monats und mit einem Vorlauf von mindestens einem Kalendermonat erfolgen muss (vgl. 33d Abs. 1 und 2 EEG 2012). Nach dem vorliegenden Entwurf soll der erste Kalendertag beibehalten werden, allerdings soll es zukünftig ausreichen, wenn der Wechsel bis zum 15. Kalendertag des Vormonats angemeldet wird. 28 Der Wechsel in die Ausfallvergütung soll auch kurzfristig und zwar bis zum drittletzten Kalendertag des Vormonats möglich sein. 29 Nach Ansicht der GEODE ist diese Verkürzung kritisch zu beurteilen. Denn dies kann zu erheblichem Mehraufwand führen. Insbesondere muss sichergestellt werden, dass andere rechtliche Vorgaben an die verkürzten Wechselfristen angepasst werden. Die Änderung dieser Meldefristen wird auch eine Überarbeitung der diesbezüglichen Festlegung der Bundesnetzagentur (im Folgenden: BNetzA) zu Marktprozesse für Einspeisestellen (Strom) 30 nach sich ziehen müssen. 27 Vgl. 22d Entwurf. 28 Vgl. 15b Abs. 2 Satz 1 Entwurf. 29 Vgl. 15b Abs. 2 Satz 2 Entwurf. 30 Beschluss der Bundesnetzagentur vom (BK ). Seite 10

11 Derzeit ist vorgesehen, dass die Netzbetreiber spätestens ab dem für den Wechsel zwischen den Veräußerungsformen massengeschäftstaugliche Verfahren zur Verfügung stellen, die den Vorgaben des Bundesdatenschutzgesetzes genügen, wenn die BNetzA keine Festlegung nach 61 Abs. 1b Nr. 3 Entwurf getroffen hat. 31 Um den Netzbetreibern umsetzbare und sachgerechte Vorgaben zu geben, muss nach Ansicht der GEODE ein Zeitpunkt gesetzt werden, ab dem die Netzbetreiber tätig werden müssen und angemessene Fristen ab diesem Zeitpunkt vorgegeben werden, innerhalb derer diese Verfahren zu erarbeiten sind. Andernfalls können Netzbetreiber keine massengeschäftstauglichen Prozesse zeitnah einführen. 12. Gemeinsame Messeinrichtungen Nach Ansicht der GEODE ist die Regelung in 21 Abs. 3 Entwurf ausdrücklich zu begrüßen. Denn dort wird als Aufteilungsschlüssel nur noch die installierte Leistung und nicht mehr wie in 19 Abs. 2 EEG 2012 auch die Bemessungsleistung herangezogen. Damit wird den Bedenken Rechnung getragen, die von GEODE in der Stellungnahme vom zum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Rechtsrahmens für Strom aus solarer Strahlungsenergie und zu weiteren Änderungen im Recht der Erneuerbaren Energien (Stand: ) geäußert wurden. 13. Abschaffung des Maktintegrationsmodells Das mit 33 EEG 2012 eingeführte Marktintegrationsmodell für Strom aus PV- Aufdachanlagen wird in dem Entwurf für Neuanlagen nicht fortgesetzt. Dies ist zu begrüßen. Denn damit wird den Bedenken Rechnung getragen, die von GEODE in der Stellungnahme vom zum Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Rechtsrahmens für Strom aus solarer Strahlungsenergie und zu weiteren Änderungen im Recht der Erneuerbaren Energien (Stand: ) zu diesem Modell geäußert wurden. 14. Pflicht zur Mitteilung der zur Erfüllung der Pflichten nach 6 Abs. 1 und 2 Entwurf erforderlichen Informationen nur nach Aufforderung In 5 Abs. 6 Satz 1 Nr. 4 Entwurf ist geregelt, das der Netzbetreiber die Informationen mitteilen muss, die zur Erfüllung der Pflichten nach 6 Abs. 1 und 2 Entwurf erforderlich sind. Da der Netzbetreiber nicht in allen Fällen weiß, ob und inwieweit eine Verpflichtung zur Ausstattung der Anlage mit den technischen Einrichtungen nach 6 Abs. 1 und 2 Entwurf besteht, sollte nach Auffassung der GEODE vorgegeben werden, dass diese Mitteilung nur erfolgen 31 Vgl. 17a Abs. 3 Entwurf. Seite 11

12 muss, wenn die Anlagenbetreiberin bzw. der Anlagenbetreiber den Netzbetreiber schriftlich oder elektronisch zur Übermittlung der erforderlichen Informationen aufgefordert hat. Dies korrespondiert dann auch mit der Vorgabe in 6 Abs. 4 Entwurf. 15. Netzbetreiber trägt derzeit Insolvenzrisiko des Anlagenbetreibers Derzeit trägt der Netzbetreiber bei einer unverschuldeten Auszahlung zu hoher EEG- Vergütungen (z.b. Betrugsfälle) das Insolvenzrisiko des Anlagenbetreibers. Nach Ansicht der GEODE muss dies mit entsprechenden Regelungen im EEG unbedingt verhindert werden. Dies könnte beispielsweise dadurch gewährleistet werden, dass die entsprechenden Beträge in den bundesweiten EEG-Ausgleichsmechanismus eingestellt werden können. 16. Fristen für Abschlagszahlungen des ÜNB an Netzbetreiber In 16 Abs. 2 Entwurf ist vorgegeben, dass Abschlagszahlungen auf die Vergütungsansprüche der Anlagenbetreiberin bzw. des Anlagenbetreibers monatlich jeweils zum 15. Kalendertag für den Vormonat zu zahlen sind. Nach Auffassung der GEODE unbedingt sicherzustellen, dass im Verhältnis zwischen Netzbetreiber und dem ÜNB im EEG eine entsprechende Frist für die Abschlagszahlungen verankert wird. Diese muss so gesetzt werden, dass die Abschlagszahlungen vom ÜNB sehr zeitnah ausgeglichen werden. Denn für den Zeitraum zwischen der Auszahlung an die Anlagenbetreiberin bzw. den Anlagenbetreiber und der Erstattung durch den ÜNB muss der Netzbetreiber diese Zahlungen zwischenfinanzieren. 17. Ab dem technische Einrichtungen auch für Anlagen mit Inbetriebnahme vor dem ? In 66ff. Entwurf ist nach Ansicht der GEODE nicht klar geregelt, dass Anlagen mit einer Inbetriebnahme vor dem zur Umsetzung des 6 auch mit betrieblichen Einrichtungen ausgestattet werden können. Insbesondere 66 Abs. 1 Nr. 2 Entwurf könnte den Schluss nahelegen, dass solche Anlagen mit Inkrafttreten der Neuregelungen so umgerüstet werden müssen, dass die Anforderungen des 6 Abs. 1 Entwurf erfüllt werden. Betriebliche Einrichtungen wie nach 6 Abs. 1 EEG 2009 ausreichend wären dann nicht mehr zulässig. 18. Übergangsregelungen für neue Projekte Die Regelungen des neuen EEG sollen nicht für Anlagen gelten, die vor dem geplanten Inkrafttreten der Novelle am in Betrieb genommen wurden. Aber auch Anlagen, die nach Inkrafttreten der Novelle und vor dem in Betrieb genommen werden, sollen Seite 12

13 noch unter das derzeit geltende EEG fallen, wenn die Anlagen nach dem Bundes- Immissionsschutzgesetz genehmigungsbedürftig sind oder für ihren Betrieb einer Zulassung nach einer anderen Bestimmung des Bundesrechts bedürfen und sie vor dem genehmigt oder zugelassen worden sind. 32 Nach Ansicht der GEODE ist das Abstellen auf die Genehmigung bzw. die Zulassung im Hinblick auf den damit bezweckten Vertrauensschutz nicht umfassend genug. Um unbillige Härten zu verhindern, sollte es nach Auffassung der GEODE ausreichend sein, wenn alle erforderlichen Unterlagen für die Genehmigung bzw. die Zulassung vor dem bei der zuständigen Behörde eingereicht wurden. 19. Einbeziehung des Eigenverbrauchs Unter dem EEG 2014 soll nun auch für eigenverbrauchten Strom grundsätzlich mit Ausnahme des Kraftwerkseigenverbrauchs eine Mindestumlage fällig werden. 33 Wie genau dies aussehen soll, wird jedoch im aktuellen Entwurf noch offen gelassen. Eine gewisse Richtung wird jedoch in der Begründung aufgezeigt. 34 Demnach soll die Begünstigung des Jahres 2013 für Altanlagen in Höhe der EEG-Umlage von 5,28 Ct/kWh fortgeschrieben werden. Bei Neuanlagen sollen 90 Prozent der Umlage gezahlt werden, wobei sich der Betrag bei EEG- und KWK-Anlage sowie Kuppelgasnutzungen auf 70 Prozent reduzieren soll. Altund Neuanlagen mit einer installierten Leistung von höchstens 10 kw sollen für eine jährliche Stromerzeugung von höchstens 10 MWh keine EEG-Umlage zahlen. 35 GEODE setzt sich ausdrücklich dafür ein, dass diese Änderungen im Hinblick auf die damit verbundenen Auswirkungen kritisch geprüft und mit Augenmaß vorgenommen werden. 20. Netzaspekte Zwar legt die Bundesregierung nach dem Eckpunktepapier großen Wert darauf, dass der Ausbau der erneuerbaren Energien eng mit dem Ausbau der Stromnetze verknüpft wird. 36 Dies erfordere jedoch eine ganzheitliche Regelung im Energiewirtschaftsgesetz. 37 Eine solche Regelung, die auch die im Koalitionsvertrag vereinbarten Maßnahmen zum Einspeise- 32 Vgl. 66 Abs. 3 Entwurf. 33 Vgl. Eckpunktepapier S Vgl. Entwurf S Vgl. Entwurf S. 100f. 36 Vgl. Eckpunktepapier, S Vgl. Eckpunktepapier, S. 10. Seite 13

14 management berücksichtigen wird, wird derzeit erarbeitet. 38 Aus diesem Grund soll eine solche Regelung erst in einem zweiten Schritt alsbald vorgelegt werden. 39 Aufgrund der Bedeutung des Netzausbaus muss nach Ansicht der GEODE dieser zweite Schritt unverzüglich eingeleitet werden. Dabei muss insbesondere ein vorausschauender Netzausbau durch angemessene Weiterentwicklung der Regulierungsvorschriften ermöglicht, Anreize zur lastnahe Erzeugung gesetzt und eine schnellere Refinanzierung der Netzausbaukosten sichergestellt werden. 40 Darüber hinaus sollte erwogen werden, die Verpflichtung zur Abnahme des Stroms auf maximal 95 Prozent der installierten Leistung zu begrenzen. Da das Netz dann nicht mehr für die letzte Kilowattstunde ausgebaut werden muss, können die Netzausbaukosten angemessen reduziert werden. Positiv sind nach Ansicht der GEODE die Klarstellungen in 5 Abs. 1 und 2 Entwurf, mit denen die Vorgaben des Bundesgerichtshofs zum EEG umgesetzt werden. Dies trägt zur Rechtsklarheit und zur Rechtssicherheit bei. Auch die Regelung, dass die Vorgaben des 6 Abs. 1 und 2 Entwurf für mehrere Anlagen auch mittels gemeinsamer technischer Einrichtungen am Netzverknüpfungspunkt erfüllt werden können, 42 wird von GEODE ausdrücklich begrüßt. 38 Vgl. Eckpunktepapier, S Vgl. Eckpunktepapier, S Vgl. Positionspapier, S. 12 ff. 41 Vgl. BGH Urteil vom (Az. VIII ZR 362/11). 42 Vgl. 6 Entwurf. Seite 14

15 21. Abschließende Bemerkungen Wie aufgezeigt, führen die Änderungen zu erheblichem Abwicklungsaufwand und damit zu hohen Kosten auf Seiten des Netzbetreibers. Es muss sichergestellt werden, dass diese Kosten unverzüglich Eingang in die Netzentgelte finden, um die Refinanzierung zu gewährleisten. Neben Regelungen im EEG müssen auch Anpassungen der ARegV vorgenommen werden. Nach Auffassung der GEODE sollte bei der Änderung des EEG zudem darauf geachtet werden, dass transparente und eindeutige Regelungen geschaffen werden, um eine rechtssichere und kostengünstige Abwicklung zu gewährleisten. Berlin, 12. März 2014 Christian Held Stellvertretender Präsident GEODE Magazinstraße 15/ Berlin Tel.: 0 30 / Fax: 0 30 / info@geode.de Die GEODE ist der europäische Verband der unabhängigen privaten und öffentlichen Stromund Gasverteilerunternehmen. Mit dem Ziel, diese Unternehmen in einem sich zunehmend europäisch definierten Markt zu vertreten, wurde der Verband 1991 gegründet. Mittlerweile spricht die GEODE für mehr als direkte und indirekte Mitgliedsunternehmen in vielen europäischen Ländern, davon 150 in Deutschland. Seite 15